РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ НАКЛОННЫХ СКВАЖИН ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

РД 39-1-1007-84

1984

РУТОВ

ПО ЭКСПЛУЛТАфИ НАКЛОННЫХ СКВШН ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

JS-39 I-1007-84

НАСТОИШЯ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Сибиремо» науяяо-вооледоватаявокяи института» нефтяной промните нниот* (СябтшнЙ)

Директор СиЯооош Ответственный исподнигель:

Зав. лабораторий екстдуатвции .    .

словнопсзтроеышх валажей /^d**v*- В.С.Евченке СОГЛАСОВАНО:    „    __

8амвогител» директора ВНИИ    M.I.Сургуч*

Началипик управления    ,

яефтегаиодобнчи Нишефтепрсма (ОииииЬ/ ВАГ атченко

/-0.2С

Ло.

Угол шклот. г рол» л И

5 - соответственно при отношении ивмешшы вякнуть к иа-лнеми угла^-- Щ, 3. 2, I. О

Рнс; 3

Расчет давления в газлифтной с к в а I И н е

4.12.    В основу определения различных параметров газлифтной эксплуатации положена математическая модель движения газожидкостного потока в наклонной скважине (приложение э).

4.13.    Фактический профиль наклонной скважины предстеыяетоя плоским прямолиыейно-нахлошым с приведенным углом наклона:

Н

<=*^ic Т ,    (5)

где *'пр - приведенный угол наклона, рад;

Н - глубина по вертикали, и;

L - длим наклонного отвода, и.

Ч. ft. Задача нахождения распределения довлею* по длим наоосно-'омгре ооорных труб (ЖТ) вотречаетоя при реве ши текущих промысловых задач и является составной часть о при нахождении двбого технологического параметра газлифта. В приложении й приводится иоходшй тавот програыш    *    _ж    явим    *+4F^r/^t“

о поиоцзв которой ооущеотаяяетол рлочет распределения давления по отводу гвелифтного подъемника.

й.В. Вкодные данные для программ "WW*|

SKU- номер окважиш;

Off - плотнооп оепари рола иной нефти , т/м³;

Uff- плотность пластовой воды ^    ,    т/и³»

///-относительная плотность га ее по вовдуху;

We . обводненность продукции В ;

VJW- внутренний диаметр подъемщика ot, двйм;

001*1- внутренний диаметр эксплуатационной колони*) дайн;

ОТ - длина нвоооно-комгреесоршх труб, и; ^тУО - вертикальная глубина, и;

ВО . пробуренная глубина, и;

ю

буферное давление, кгс/см^;

TWF - забойная температура в газожидкостном потоке, °С;

-    температура потока на устье скважиш, °С;

FCO* . общий (ллаотовый плюс закачиваемый) удельный расход газа по нефти, mVm³;

- дебит ж щд ко от и    % , мг/сут;

~ догичесиий параметр, определяющий напрв*'тенив расчета.

4.]£. Программа    соотоит из главной програмда и

подпрограммы    ".    с    помощью    подпрограмм*    *    определяет

ся давление на любой заданной глубине ЩТ. а также в промежуточных точках о заданным шагом по давлению, гочитя о лвбо.Ч точки (устье скаахиш, глубищ клапана, забой окаажиш и т. д.). Направление раочета вависит от входной величины **№*. 1олнл4/ДсЧ7_# то расчет идет оверху внив, например, от уотья оквежиш до глубины рабочего клапана; если Ул/>*»1, раочет идет енмву вверх, тприывр.от забоя скважины до устья. Кривизна ствола окважмны в раочете определяется через парамвтры *Т\№ " и *М⁹.

4.17. В главной программе осуществляется ввод и вывод входной и выходной информации. На печать выводятся входные данные, а также все раоочитанные значения давления по стволу оква-жиш.

4. IB. На рис. 4 показано влиянье угла наклона скважиш к вертикали на вех..чищу давления в газлифтной скважине на глубине JBOO и. Расчет проведен по программе * РРСР& со следующими моходшми даншми: диаметр подъемника 6,62 и, дебит жидкости 50 м^/сут., обводненноотъ продукции 501, удельный раоход газа IX) м^/м³, буферюе давление 0,5 МПа.

Влияние угле ьи<аонв стлала скважиш м забойное давление

Угол лцош, град Рио. 4

Расчет рабочей характеристики газлифтной g ()в I к и N

4.£>. Рабочая характеристика газлифтной окаакинн представляет заиисииость дебита жидкости от рвоходв нагнетаемого газа.

Рта заяиоимооть олужит ооновой выбора рационального техыологмчео-ког# рццр работы оквжжины. в приложении S приводима исходшй тедот программы    о    помочь»    которой    по    входным    геолого-

техиичеоким данным рассчитывается теоретическая рабочая xaffeKW-ристива конкретной скважины.

4.2D. Процесс реочета происходит следувчим образом. Задается величию дебита хядиовти и по изве тши ховффицменту Продуктивности и пластовецу давление определяется вабой.чое давленме (точки А,В,С, 1. рис. 5). По известным 1еличм*м забоинвго Д*в-

деюи, дебита, жидкости, пдастоюго газового фактора ■ угла на-иона ствола скважина к вертикали рассчитывается даме нот по длим подъемной элонш и определяется глубина ввода газа в лифт (точки I, 2, 3. 4, см. рис. 5), после чего рассчитивается количество маг не tee мог о газа.

Схема раочвта рабочей характеристики газлифтной скважиш

А» В, С, Д- г’вбойше давления;

U 2, 3, 4 • глубин ввода газа в лифт; 5 - градиент деления газа.

Гис. 5

4.21.    Прогреми •PfPfrs -

состоит из главной программ! и трех подпрограмм: ^щ1//Р^иТ ^и| *C*AD « _и испал I *

Выходные дан же представлен* слсдупщими величинами: расходом закачиваемого газа, дебитом нефти, дебитом жидкости,

дельдам расходам газа, эабойдам давлением.

Задаваясь различными расходами жидкости, рассчитывает значения забойного давления. Вызывается подпрограмма *£-АЛО f • _ш которая определяет положение точки ввода газа, затем - подпрограмма *C*AD ^м и определяется количество закачиваемого газа, которое соответствует принятому расходу жидкости.

4.22. Входные данше для программы    ":

044 - плотность сепарированной нефти,    , т/»р;

W4K- плотность пластовой воды , т/м

ЛАГ- относительная плотность газа по воздуху;

Л7//4Х - относительная плотность инжектируемого газа по воэдучу?

QLJQ- дебит кадке-'ти, м^/сут;

Р*°Х- пластовый газовый фактор, кР/м^;

обводненность продукции, доли единиц;

TV/"- забой гая температура в газожидкостном потоке, °С;

гь#- температура потока в устье скважины, °С;

77///- температуре инжектируемого газа на поверхоости, °С;

-    длига тоосно-компрессорных труб, м;

ХЛ - пробурен гая глубина, м;

ГМ- вертикальная глубина, м;

TV'S - внутренний диаметр наоосьо-компрессордах труб, дюйм;

-    вцутренгий диаметр эксплуатационной колонда, дюйм;

PWJ- пластовое давление, кгс/см^;

PJ - коэффициент продуктивности, м- /(сут • кгс/см*);

-    давление нагнетаемого газа на поверхности' кго/ои?.

и

4.23.    Прогрет» *PftFTf • вс пол му ет подпрограммы «ЛИВ» а ^U£0A?/", которые определяет раопрсделеняе давления а газожидкостном потоке по длине насооно-кошреооОрных труб.

4.24.    Структуре подпрограмм    описана    в    п. 4.16- на

стоящего руководства.

4.23. Подпрограмма ^Л&ЛИ* рассчитывает распределение давления, начиная с еабоя скважиш, только а «правлении оживу в вера а находит гяубищу ввода rasa в лифт и давление т в той шубам.

Выходшии данными а той подпрограммы яаляятся:

3>L - шубам ввода газа в лифт и    _ дявление на шубам

мода газа.

Входные данше является тени же еаиниа. что а для подпрограи-

ив •tttfi", is иоклвчениеи того, что ввоиен аеднчвш ^т-^^лЛИ * вквачеш дополнительно па райе Три:

PL - давление вакачиваеиого rasa на повержиоети, кго/ои²!

PUT _ твление закачиваемого rasa на глубине *VT • _t хго/ом^р (UP - градиент давления звхачмоаеиого гам, кге/(оМ^/и){

77VS - температура вакачиваеиого гая а на устье СКЯЖННВ, t.

По аслодж:' данным примера кв придомаая 3 я рм. 4 покавааа вавмаиооп деопта жидкости от расхода Шва.

4.26. Тип пусковых а рабочих клапанов, да клети «а рядки а мота аж установки определяется согласно 'Методяке расстановки пусковых клапанов а наклоншх гавдифтшх еивжишх*. Гмротаиев-мгфтешв, 1аиеаь, 1974.

£

Зависимость дебита жидкости от расхода газа

Рис. 6

5. РАСЧЕТ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА ОТ НАКЛОНЫ)Л) ВСКЙ1ТШ ПЛАСТА

Ь.I. Увеличение дебита скаажшш при наклонной вскрытии пласта в сравнении с вертикалью* определяется по фир^гле:

где аО*• увеличение дебита,

Л*- радиус контура питания, и;

^ - радиуо скважин! (по долоту), м;

коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия;

Сг- поевдоскян-фактор, обусловленный наклонна* вскрытием пласта.

5.2.    Значения радиуса контуре питания принимаются равными половине расстояния между скважинами.

5.3,    Значение коэффициента гидродинамического несовершенства по отепени вскрытия (Cj), в зависимости от величины параметра (А- толщина пласта, м; К - радиус скважины, м;*',*^- проницаемость пласта парадллельнял и перпендикулярная напластованию соответственно, м²) и относительного вскрытия пласта j ( Ag.~ юкрвтая мовшооть пласта, м) определяется по графику (рис. 7).

График для опоолеления коэффициента несовершенства по степени вскрытия (С|)

9

Относительное вокрытие,

5.4.    Значение коэффициента определяется по формуле:

UoUsJ***» --,

^v * K**p<r-c,)<oo    ₍₇₎

где i se ♦^e,>    Pад.

изотропного пласта * .

6.5.    Для залежей с подошвенной всдоП эффективность наклон-

ього «скрытия проявляется в увеличении накопленной безводной добычи нефти и количественно оценивается по графику (рис. $).

Отношение накопленной безводной добычи нефтк из наклон'ой скважиш к вертикальной

I, 2, 3,- при вскрытии нефте-нг тыще иной толщины рдаота на 0,25; 0,50; 0,75 соответственно.

Рис. 8

вав. сектором термоконтроля    Б.И.Артемье*

Вам. директора Сибникнп    Ц    С    Н.С.Маришш

Зав. отделом техники и техно-    (у    /    в

догии добычи нефти и газа Сибниинп    И.Чириков

В руководстве характеризуются профили наклонах скважин, представлены аналитические зависимости расчета нагрузок ш ■таити, дмЭДеренцированше по виду искривлений ствола скважин (вогнута®» выпуклые, прямолииейно-тклонше). Для гавлифтшх скважин ж основе математической модели движения газожидкостда го потока описаш алгоритм и программы расчета на ЭВМ ра спреде ления давления по стволу и рабочих характеристик газлифтных скважин. Представлена зависимости для определения увеличения дебита от наклонного вскрытия пласта.

Руководство разработано отделом техники и технологии добы чи нефти и газа Смбниинп.

Составители: Г.Д.Дарий, В.С .Ьвченко, Ь.Г(.Захарченко,

I,И.Чириков, В.А.Попов, В.А.Шибанов.

© Сибирский ту чно-исс ледова тельский институт нефтяной промилленнооти (Смбниинп), 1983

ПРИЛОЖЕНИЕ I

ИНТЕРВАЛЫ ВОЗМОЖНЫХ ГЛУБИН УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

! Возможные интер- ! Интервалы прямолинейных Месторождение! Пласт!валы установки ! участков (по вертикали),м I    I насосов по вер-

|    |тикали, и    |

Аганокое	^9	1180 -	1400	1180	-	1240	1350	- 1400
Быотрннское	*2	960 -	1200	950	-	1010	1150	- 1200
Восточно-
Моховое	%()	iaoo -	1500	1300	-	1350	1450	- 1500
Вахское	%	шо -	1300	IXI0	-	1170	1240	-Лэоо
Вативокое	А1-2	1060 -	1300	1060	-	1120	1240	- 1300
	*8	1300 -	1540	1300	-	1350	1490	- 1540
	Б6	изо -	1330	1130	-	1180	1280	- 1330
Даниловское	“х	800 -	1000	800	-	860	950	1000
Локосовокое	%	760 -	900	760	-	810	850	- 900
Мамонтовекое	^0	1200 -	1400	1200	-	1250	1350	- 1400
Мегвонокое	h	1100 -	1300	1100	-	1x50	1250	- I30C
Мортьмжя- Тетеревсков	п	1050 -	1300	1050	-	1100	1260	- 1300
Покачввоков	h	1250 -	1500	1250	-	1350	1450	- 1500
Савуйоков	®I0	1200 -	1400	1200	-	1250	ХЭ60	- 1400
Саыотлорское	*2-3	920 -	1140	920	-	960	1060	- 1140
	*4-6	920 -	1140	920	-	1140	1080	- 1140
	h	1140 -	1520	1X40	-	1200	1460	- 1520
				1300	-	1360
	ho	1140 -	1520	1140	-	1200	1460	- 1520
Советоков	h	1X00 -	1400	i!88	—	Ш8	1350	- 1400
	Ai	1000 -	1200	1000	-	1050	1160	- 1200
Теиловское		нею -	1300	1100	-	1150	1250	- 1300
Трёхозёрное	и	900 -	Ибо	9CG	-	950	1050	- 1150

руководят доклеит

руководство по эксплуатации наклонных окваяин Западной Сибири

РД 39-1-1007-84

Вводмтоя ширма

Прикаяом Главтвменнефтегаеа от 02.03.84. В 127

Срок введения установлен с 10.03.84 Срок действия до 1989 г.

Яштомяеа руководство преднавжчено для работников научно-исследовательских и прокеводотвенних нефтедобивевякх предприятий Западной Сибири, венммавяихоя вопросами экс лук та ци и жкдоншх окаахин •• вклвчает:

характеристику профилей наклонных скеаиии о ловит* меха-киви ревенной их вкопдуатаиим;

основное норматив но-технические документы по вкоплуатацми! методические основы расчета нагрузок на етангм а жклонжх ок аахи tax;

программ раочета раоппеделения давления по отводу, раочета раб о <'их характеристик у газлифтных наклонных скважинах:

определение увеличения добычи нефти от шмониого воирытия продуктивного пласта.

I. ОВД ПОЛОГ т

1.1. Цель рааработка - пожаение эффективности эксплуатации наклонных скважин в ре »у ль тате применения рационального профиля, иетодячеокого обеспечения определения технических и технологв-ческих параиетров эксплуатации я тентовыми нвоооами и газлифтом.

1.2.    Руководство подготовлено с учетом имепдкхся отраслевых нормативно-технических документов. оемдки ни которые деется > ооответотвувмх разделах.

1.3.    Принятии порядок •едения реочет* нагрузок не в тент и -о нику вверх (от «тенгоюго tacoca к головке белено яра).

1Л. При перехо«е от одной форм искривления к другое негру эха от шиеереоположеншх учеотков рессметрквается для выведя-аееего век продольное усилие, прикладываемое в нижней точке.

1.3.    Предетавлешне а руководстве аналитические зависимости расчета шгруаок в иокркалешых интервалах могут ислольаоаапся при реаении омежшх вопросов нефтедобычи (определении фпряжм* в наоооно-хомпреоооршх трубах, негру>ок, передаваемых на паке-рувцие ус тройства и т. д.).

1.6. ^именование и размерность фивичеоиих величин, укааанг. шх в алгоритмах программ, даны в системах маме рений, применяемых в нефтепромыедовой практике.

г. профи!и мндаыьх скшии

2.1.    Профили шкдошых скважин (рис.1) вкдвчавт участки: ■ертикалыяй (|), набора кривизны (2), стабилизации (3), падения угла наклона (ф).

2.2.    Профиль (ои. рио-Ia) имеет наибольший угол наклона в интервале работы оборудования при механизированной добыче нефти и закрытие пласте, близкое к вертикальному.

2.3- Рациональном для эксп. /атецим является профиль (ои. рио. 16, 1в), в которой угол наклона до глубиш опуока ьаоооного оборудования не превышает 20°. а плаот вокрывоется под возможно большим углом.

г.к. iudop наклона до 20° диктуется необхо^ммостып исклв-чения перессчепи: стволов при ра бурмвании с куотовьх площадок

г

vt&i кинэГга ioiowvX - * 'ЯК«И«Кdr dopQI

хо&ояьХ - Z

9

г

'worn* inmurantpeo mo«i - (

•totovhl aw^renudae - I

О.ш И*фО(1ц

и сохранения направления ствола ежважиш по азнчуту.

2.5.    Проводка наклонных скважин осуществляется в соответствии с РД 39-2-171-79 "Инструкция по бурению наклонных скважин о кустовых площадок на нефтяшх месторождениях Западной Сибири", (Тюмень, Сибниинп, Ю79). а также о программами и методикам», утверждав мы ми главши инженером объединения.

з. эксплуатация шкдоншх сквадин

3. I. Исследование наклонных скважин проводится в соответствии о РД 39-1-856-83 "Руководство по гидродинамическим исследованиям наклоншх скважин”, (Тюмень. Сибнииш. 2983).

3.2. Подбор типоравиера и режима работы итанговоИ глубинно-насооно* установки выполняется ро РД 39-1-289-79 "Методика оптимального подбора типораииера в режима работы штанговой глубинво-насосной установки”, (И., ВНИИ, ЮВО).

ЗЛ. Расчет рабочих характеристик скважинных штанговых насосов производится а соответствии о РД 39-1-728-82 "Методкп расчета рабочих характеристик глубинных овааж.шних шоооов, работа о щ их в наклонно мправдвмжх скваиинах", (Уфа, Ваынипвнефть, 1982).

Э.В. Эхсплуа:ация нвсосшх в тент производится в соответствии с РД 39-3-589-81 "Инструкция по эксплуатация нвсосшх ятанг”, (Веку, Авнилинефть, 1981).

3.5.    Эксплуатация а тактовых на о ос о в производится в соответствии с "Инструкцией по вкепдуатации оваажинкых к танго вы х шоо-сов", (Баку, Авнипинвфть, Ь7б).

3.6.    Эксплуатация уотаноюх погружных центробежных насосов производится в соответствии с РД 39-2-390-80 "Установка погружные центробежных насосов для добычи нефти. Порядок олредедения потребности, лакав*, монтажа, вкоплуатеции и ремонте” (И., ВНИИ.

ь

I960).

3.7. Ьароме тры гоэлифтной эксплуатации, но которое влияние наклона ствола скважины несущественно. определяется по РА 39-1-290-79 "Типовая методика расчета фонта, ного и гавлифт-юго подъемников", ((4., ВНИИ. I960).

3.6. В интервал* работы псгрухшх центробежных тсосов интенсивность искривления отвода наклонной окваж»-.:* fie должна превышать 3° ш DO м длины ствола, В остальных интервалах допускается интенсивность искривления до Ю° на 50 м, но не более 2^ь»'м1 Ю м.

3*9. Интервалы возможных глубин прямолинеашх участков для установки погружных центробежных юоосов для место рождена Главтюмен нефтегаза даны в приложении J.

4. РАСЧЬТ ЬАРп&ТЮВ МкХАНИЭИЮМШ|)й

эшахАТАции ьшоншх сшила

х а с ч е т нагрузок на штанги

4.1.    Обоснование расчетных формул определения нагрувок ю штанги ь зависимости от формы искривления ствола (вогнутые, выпуклые, прямолинейно-наклонные участки) дано в приложении 2.

4.2.    Расчетный профиль тклонной скважины д<^ глубин спуска глубинного насоса представляется состоящим из вертикального набора кривизны с пространственный искривлением и прямолинейно-наклонного участков.

4.3.    В скважинах, в которых зенитный угол на участиях набора кривизны не превышает 20°. азимут льное искривление не учитывается.

4.4.    Нагрузка но пря мол иней но-» .а о ином участке рассчитывается по формуле:

^р~ (*+ 7Т?)Р*„ ( CoxJ t/Лп 4)* # + (£ (_ti

где А - нагрузка на верхний юнец атанг, Н;

* - длине хода плунжера, и;

^Л- число качанМ, кач/иин;

-К

"ш-г вес атанг ниаелетцей чаота наклонного учаотаа >

Жидкости, Ш

4- угол жкдож отколе, рад;

Г - козффициент трении атанг о труби;

£ - мс отолба жидкости, №

„м

Чр - ома трении а плунжерной пара. Я;

Й.5. Be о отолба жидкости определжетож по фодове;

Ъ'ЪАъ. _с0

где Н^~ дкнвиическМ у роке нх нидкоотн, я;

-    уделымй мо жидкооти, Н/м³;

-    плоаадк плунжера, tP.

e.f Сила трениа в пдумкерно» паре шходитоа по график (рар.г

Трение в паре плунжер-цилиндр в зависююоти от группа посадка

Ажиетр Moor г., ми, 1-*5. г-«Р, }-ЬЬ. Ч-4Э

5-эе, «-зг, v-26

тс.г

4.7.    Значение коэффициенте трения штанг о трубы рекомендуется г.ринимать равшм 0,25 в обводненных скважинах; 0,2 - в не-обводненшх с легкой нефтью, 0,20; 0,26 - с вязкой нефтью.

4.8.    В членах с двойным знаком в формулах (I) и в последующем знак (♦) соответствует движению вверх, (-) - вниз. При движении вниз ^рж -О.

4.S.. Нагрузка на головку балансира станка-качьлкм при ходе вверх и вниз рассчитывается по {юрцуле:

ш)[р!~    о    *

О**A)    ^L

'*'*]+<*.-К?)**'",»

V^s

где - вео итанг в жидкости на вертикальном участка, Hi

- вес итанг в жидкости на криволинейном (набора кривизны} участке, Н;

*/ - параметр искривления участка набора кривив ж.

4. Ю. Величина параметра-#/ определяется по формуле:

77*

W

где ** 7 - накопленное изменение азимутального угла на участке набора кривизж, рад.    ^

В среднем по месторождениям Западной Сибгнг *~ЗГ

К, II. Величи» множителя (Cos^± может определяться по номограмме (рас. 3).